Исследования на установившихся режимах

Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

Исследование методом отборов (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на добывающих скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:Давление на забое (динамический уровень) на различных режимах работы скважины.Дебит добывающей жидкости на различных режимах работы скважиныОбводненность продукции скважины на каждом режиме

Результаты:Продуктивность скважины;Пластовое давление.

Исследование методом закачек (ИД)

Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на нагнетательных скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:Давление на забое на различных режимах работы скважиныРасход закачиваемой жидкости на различных режимах работы скважиныРезультаты:Модель течения в пласте;Наличие и параметры техногенной трещины;Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;Радиус влияния скважины (радиус исследования);Скин-эффект;Приемистость скважины;Пластовое давление.

Исследования на неустановившихся режимах

Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

КВД (КВУ)

КПД

КВД (КВУ)

Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора

Контролируемые параметры:Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважиныДебит добывающей жидкости в период работы скважины, до ее остановкиОбводненность продукции скважины

Результаты:Модель течения в пласте, параметры для модели течения;Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность пласта;Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);Скин-эффект;Продуктивность скважины и ее гидродинамическое совершенство;Удаленность границ, модель границ;Полудлина трещины (для скважин с ГРП);Пластовое давление;

КПД Исследование методом падения давления проводится на нагнетательной скважине при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме закачки.

Контролируемые параметры:Давление на забое и его падение после закрытия скважиныДебит закачиваемой жидкости (приемистость скважины) в период работы скважины до ее закрытия и остановки .Обводненность .

Результаты:Модель течения в пласте, параметры для модели течения;Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность;Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);Скин-эффект;Приемистость скважины;Удаленность границ, модель границ;Пластовое давление.

Геофизи́ческие методы иссле́дования сква́жин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Электрические методы-Включают в себя каротаж сопротивлений: кажущегося сопротивления (КС) -измерение удельного сопротивления горных пород; Боковой каротаж (БК) — разновидность КС экранированными электродами и их микрозондовые модификации КС МЗ и БК МЗ; Применяются различные виды токовых каротажей ТК. К электрическим так же можно отнести индукционный каротаж ИК-измерение удельной проводимости горных пород при помощи катушек индуктивности. Метод измерения и интерпретации естественных электрических потенциалов горных пород в скважинах или каротаж методом самопроизвольной поляризации (ПС).Относительно ПС. В Узбекистане при исследовании скважин методом ПС перед двумя разрушительными землетрясениями в районе города Газли были замечены отклонения диаграмм ПС.Методы электрического каротажа, основанные на дифференциации горных пород по УЭС, называют методами сопротивления. Их реализуют с помощью измерительных установок — зондов. Существуют нефокусированные и фокусированные зонды.

Ядерно-геофизические методы-К ним относятся различные виды каротажа основанные на изучении естественногго гамма-излучения и взаимодействия вещества горной породы с наведенным ионизирующим излучением.Гамма-каротаж (ГК) — один из комплексов методов исследований скважин радиоактивными методами. ГК исследует естественную радиоактивность горных пород по стволу скважин.Нейтронный каротаж. Сущность нейтронных методов каротажа сводится к облучению горных пород нейтронами и регистрации либо, вторичного гамма-излучения возникающего при радиационном захвате нейтрона ядром вещества породы-метод НГК (нейтронный гамма-каротаж), либо потока нейтронов первичного излучения дошедших до детектора-методы ННК (нейтрон-нейтронный каротаж).Оба метода можно использовать при определении водородосодержания в породе, её пористости.Гамма-гамма каротаж (ГГК) основан на измерении характеристик гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород внешними источниками гамма-излучения.

Сейсмоакустические методы-Акустический каротаж .Акустическим каротажом (АК) называют методы изучения свойств горных пород по измерениям в скважине характеристик упругих волн ультразвуковой (выше 20 кГц) и звуковой частоты. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же среде.

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Введем понятие об объекте разработки месторождения.

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин(добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме .Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Проектирование системы Поддержания Пластового Давления подразумевает:

- определение объема нагнетаемой воды;

- местоположение нагнетательных скважин;

- определение числа нагнетательных скважин;

- предъявляемые требования к нагнетаемой воде;

- определение источника водоснабжения;

- система водонагнетания.

Суммарный объем нагнетаемой воды зависит от:

проектного отбора жидкости из залежи,

технических возможностей технологического оборудования,

коллекторских, упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей. Выбранная система расположения нагнетательных скважин также влияет на объем нагнетаемой воды.

Местоположение нагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Нагнетательные скважины располагаются так, чтобы фронт воды эффективно вытеснял пластовую жидкость или газ.

В зависимости от местоположения нагнетательных скважин применяются следующие системы заводнения:

- законтурное;- приконтурное;- внутриконтрное;- блочное и осевое (разновидности внутриконтурного заводнения);- площадное;

- избирательное;

- очаговое;- барьерное.

Некоторые системы заводнения могут использоваться совместно.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

- гидродинамические методы;

- физико-химические методы;

- тепловые, микробиологические и другие методы.

Гидродинамические методы К ним относятся:

- нестационарное заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов

эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем – в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра­зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Физико-химические методы

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов – одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности – 85%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов – выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Увеличение производительности скважин достигается как за счет улучшения естественной низкой продуктивности, так и восстановлением ухудшенных при бурении фильтрационных свойств пласта. Для этого осуществляется воздействие на призабойную зону пласта.

Для увеличения производительности скважин применяют различные методы интенсификации добычи нефти путем восстановления пластовых давлений тепловыми методами воздействия, воздействия на забой и призабойную зону скважин, гидравлического разрыва пластов и др. Этими методами достигается уменьшение падения дебита, его некоторая стабилизация. Изменение дебита характеризуется месячным коэффициентом изменения ( падения) дебита, который при стабилизации дебитов равен единице.

Методы увеличения производительности скважин, основанные на повышении пластового давления путем нагнетания в пласт рабочих агентов ( вода, газ и др.), на уменьшении вязкости нефти в пластовых условиях и на уплотнении сетки скважин, приводят к повышению производительности объектов в целом и относятся к методам повышения нефтеотдачи пластов.

Степень увеличения производительности скважины в результате гидравлического разрыва зависит от параметров обрабатываемого пласта, а также от размеров и местоположения созданных и закрепленных трещин по разрезу пласта.

Системы промыслового сбора природного газа

Существующие системы сбора газа классифицир:

-по степени централ технологич объектов подготовки газа;

-по конфигурации трубопроводной коммуникации;

-по рабочему давлению.

При индивидуальной системе: каждая скважина имеет свой комплекс сооруж ений для подготовки газа УПГ после которого газ поступает в сборный коллектор, а далее на центральный сборный пункт. Данная система применяется в нач период разработки месторождения, а так же на промыслах с большим удалением друг от друга.

При групповой системе сбора весь комплекс по подготовки газа сосредотачивается на групповом сборном пункте(ГСП) обслуживает близко расположенные скважины до 16 и более.

При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям и сборному коллектору поступает к единому централизованному сборному пункту (ЦСП),где осуществляется весь комплекс тех процессов подготовки газа и откуда направляется потребителям.

По конфигурации трубопроводов коммуникаций различают:

− бесколлекторные

− коллекторные

При бесколлекторной системе сбора газ поступает на центральный сборный пункт по индивидуальным сборным линиям.

В коллекторной системе отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на центральный сборный пункт.

Различают:

− линейные

− лучевые

− кольцевые коллекторные газосборные системы

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке в вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2,3) рядов скважин.

Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов сходящихся в одной точке в виде лучей.

Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.

По рабочему давлению деляться:

− вакуумные (P<0,1МПа)

− низкого давления (0,1<Р<0,6МПа)

− среднего давления (0,6<Р<1,6МПа)

− высокого давления (Р>1,6МПа)

Промысловая подготовка нефти, процесс сепарации. Вертикальный и горизонтальный сепараторы

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживания, обессоливания, стабилизация. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат в котором это происходит называется сепаратор, а процесс называется сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше этапов сепарации, тем больше дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличивается капиталовложения. Число ступеней ограничивают 2-3мя.

Сепараторы бывают

− горизонтальные

− вертикальные

− турбосепаратор

− гидроциклонный сепаратор

− цилидрический сепаратор

− гравитационный.

В различных сепараторах нефть от газа и воды отделяют для:

− получения нефтяного газа используемого как химическое сырье или топливо.− отделения воды при добыче нестойких эмульсий

− уменьшение, перемешивание нефтегазового потока при перемешивании гидравлических сопротивлений, а также возможности образования нефтяных эмульсий

− разложение образующейся пены

− уменьшение пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам расположенным на ДНС и УПН

В нефтяных сепараторах любого типа различают 4 секции:

I. Основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа

II. Осадительная секция в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа

III. Секция сбора нефти предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора

IV. Каплеуловительная секция. Верх секции служит для улавливания мельчайших капелек жидкости уносимых потоком газов в газопровод

Работа сепараторов любого типа характеризуется 3мя показателями:

− Степенью разгазирования нефти

− Степенью очистки газа поступающего в газопровод от капелек нефти

− Степень очистки нефти поступающей в нефтепровод от пузырьков газа

Эффективность работы по степени очистки зависит от следующих показателей: количество капельной жидкости уносимой потоком газа из каплеуловительной секции и число пузырьков газа уносимых потоком нефти из секции сбора нефти.

Чем меньше величина этих показателей, тем больше эффективность работы сепаратора.

Степень технического совершенства сепаратора характеризуется 3 показателями:

− минимальным диаметром капель жидкости задерживаемых в сепараторе

− максимум дополнительной скорости газового потока в свободном сечении или каплеуловительной секции сепаратора− времени пребывания жидкости в сепараторе, за которой происходит дополнительное разделение свободного газа от жидкости.

Вертикальный сепаратор

Представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженные патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода газов и жидкой фаз. Газированная нефть под давлением по патрубку поступает в раздаточный коллектор 2, регулятор давления 3. В сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси за счет уменьшения давления, из смеси выделяется растворенный газ, поскольку этот процесс не является мгновенным время пребывания смеси, в сепараторе увеличивает за счет наклонных полок 6 по которым она стекает в нижнюю часть сепаратора. Выделившийся газ поднимается вверх, проходит через жалюзины в каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по газовой трубе стекает нефть вниз, контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора 8 и уравнемерного стекла 11. Шлам (песок) отправляется по трубопроводу 9.

+ простота регулирования уровня жидкости, очистки от отложений парафина и механических смесей

+ занимают небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов

− меньшая производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата

− меньше эффективной сепарации

ПРОМЫСЛОВЫЙ ТРУБОПРОВОД — система технологических трубопроводов для транспортирования нефти, конденсата, газа, воды на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях. Подразделяются: по назначению — нефте-, газо-, нефтегазо-, нефтегазоводо-, конденсато-, ингибиторо- и водопроводы; по величине рабочего давления — высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа); по способу прокладки — подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлической схеме работы — простые, не имеющие ответвлений, и сложные — с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы; по характеру напора — напорные и безнапорные. Различают промысловые трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью (напорные) и с неполным заполнением сечения трубы жидкостью, которые могут быть как безнапорными, так и напорными.

Промысловые трубопроводы на нефтяных месторождениях (промысловые нефтепроводы) подразделяются на выкидные линии, нефтяные сборные коллекторы, промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа, промысловые ингибиторопроводы, промысловые водопроводы.

Выкидные линии служат для транспортировки нефти и её примесей от скважины до групповой замерной установки. Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин 75-150 мм, протяжённость определяется технико-экономическими расчётами и может достигать 4 км и более.

Нефтяные сборные коллекторы прокладываются для транспортировки нефти от групповой замерной установки до дожимной насосной станции или до установки подготовки нефти. Диаметр нефтяных сборных коллекторов 100-350 мм, протяжённость достигает 10 км и более.

Различают нефтепроводы самотёчные (нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце трубопровода), напорно-самотёчные (в нефтепроводе движется только нефть, газовая фаза отсутствует) и свободно-самотёчные, или безнапорные (нефть и газ движутся раздельно). В промысловой практике часто встречаются самотёчные промысловые трубопроводы, в которых присутствуют одновременно свободно-самотёчные и напорно-самотёчные участки.

Увеличение пропускной способности нефтяных сборных коллекторов, вызванное подключением новых или увеличением производительности старых скважин, достигается уменьшением вязкости перекачиваемой нефти путём её подогрева; вводом в поток обводнённой нефти ПАВ; прокладкой параллельного нефтяного коллектора (лупинга); параллельным подключением дополнительного насоса к основному.

Промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа — газопроводы, работающие при давлении газа выше атмосферного, и вакуумные газопроводы. В 80-х гг. 20 века повсеместно перешли на сооружение герметизированных напорных систем нефтегазосбора (вакуумные газопроводы на новых месторождениях не проектируют). По назначению промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа подразделяют на подводящие газопроводы (аналогичны выкидным линиям промысловых нефтепроводов), сборные коллекторы (аналогичны нефтяным сборным коллекторам) и нагнетательные газопроводы. Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, размеров залежи и размещения групповых замерных установок или дожимных насосных станций. Газосборная система на нефтяном промысле называется в соответствии с формой газосборного коллектора: линейной (коллектор представляет собой одну линию), лучевой (коллекторы сходятся в виде лучей к единому пункту) и кольцевой (коллектор огибает всю площадь нефтяной структуры в виде кольца; для большей надёжности работы и большей манёвренности в кольцевом коллекторе делают одну или две перемычки). Нагнетательные газопроводы служат для нагнетания газа от компрессорных станций в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления и продления срока фонтанной эксплуатации нефтяных скважин; для подачи газа через газораспределительные будки к устьям скважин, эксплуатируемых компрессорным способом; для транспортировки газа на газоперерабатывающие заводы или газофракционирующие установки потребителям.

Промысловые ингибиторопроводы служат для подачи ингибиторов и других химических реагентов в скважины и на другие объекты обустройства нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений.

Промысловые водопроводы предназначены для подачи воды к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления и для сбора пластовых вод, добытых вместе с нефтью, в водоносные горизонты. Подразделяются на магистральные, начинающиеся у насосных станций второго подъёма; подводящие, соединяющие магистральные водопроводы с кустовыми насосными станциями; разводящие, соединяющие кустовые насосные станции с нагнетательных скважинами.

Промысловые трубопроводы на газовых и газоконденсатных месторождениях (промысловые газопроводы) служат для соединения газовых скважин с технологическими установками подготовки газа к транспортировке и промысловыми газораспределительными станциями, через которые газ поступает в магистральные газопроводы, а также для сбора и утилизации газового конденсата. Промысловые газопроводы подразделяются на шлейфы-газопроводы, газосборные коллекторы-газопроводы, конденсатосборные коллекторы и промысловые водопроводы.

Промысловые шлейфы-газопроводы соединяют газовые скважины с установками сепарации и осушки газа, групповые установки подготовки газа к транспортированию, отдельные пункты сепарации газа с промысловыми газосборными коллекторами. Длина шлейфов (600 м — 5 км), диаметры до 200 м.

Промысловые газосборные коллекторы-газопроводы соединяют групповые установки подготовки газа к транспортированию с промысловыми газораспределительными станциями. Форма газосборных коллекторов аналогична форме промысловых газопроводов, используемых на нефтяных месторождениях.

Промысловые конденсатосборные коллекторы (аналогичны промысловым нефтесборным коллекторам на нефтяных месторождениях) применяются для транспортировки выделенного на групповых установках подготовки газа к транспортированию конденсата на промысловый газосборный пункт или на газобензиновый завод.

Промысловые трубопроводы аналогичны промысловым водопроводам, применяемым на нефтяных месторождениях.

Хранение и распределение газа

Хранение газа в газгольдерах. Газгольдерами назыв. Сосуды большого объема, предназнач для хранения газов под давлением. Бывают низкого(4000ПА) и высокого (от 7*104 до 30*104 ПА) давления. Бывают мокрые и сухие.

Мокрые газгольдер сост из 2 основных частей вертикального цилиндрического резервуара заполненного водои и колокола.

Сухой- сост из вертикального корпуса цилиндрической или многогранной формы с днищем и кровлей, внутри которого находится подвижная шайба, снабж. Уплотнителем.

Газгольдеры бывают цилиндрические и сферические.

Подземные газохранилища. Хранилища газа созданные в горных породах. Оптимальная глубина на которои созд подзем. Газохранилища сост от 500 до 800 м. глубина не должна быть слишком малои так как в хранилище созд выс давления.

Газораспределительные сети. Наз. систему трубопроводов и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в нас. пунктах .

Газопроводы бывают: выс, сред, низ давления.

Газорегуляторные пункты- устан. В местах соед газопроводов различ давления. Предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на заданном уровне.

Нефтехимия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

У этого термина существуют и другие значения, см. Нефтехимия (значения).

Понятие нефтехимии охватывает несколько взаимосвязанных значений:

• раздел химии, изучающий химизм превращений углеводородов нефти и природного газа в полезные продукты и сырьевые материалы;

• раздел химической технологии (второе название — нефтехимический синтез), описывающий технологические процессы, применяемые в промышленности при переработке нефти и природного газа — ректификация, крекинг,риформинг, алкилирование, изомеризация, коксование, пиролиз, дегидрирование (в том числе окислительное), гидрирование, гидратация, аммонолиз, окисление, нитрование и др.;

• отрасль химической промышленности, включающая производства, общей чертой которых является глубокая химическая переработка углеводородного сырья (фракций нефти, природного и попутного газа).

Задачи: — Выявление закономерностей формирования компонентного состава нефти и структуры нефтяных дисперсных систем. — Создание научных основ нетрадиционных методов увеличения нефтеотдачи: физико-химического регулирования фильтрационных потоков, ограничения водопритока, микробиологического воздействия на пласт. — Изучение механизмов структурообразования и реологии нефтяных дисперсных систем в процессах добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья. — Физико-химические основы создания новых материалов и технологий их применения для решения экологических проблем нефтехимии и нефтепереработки. — Разработка геоинформационных систем по геологии и химии нефти и технологий для решения проблем окружающей среды и устойчивого развития региона. Анализ и экологическая оценка технологий получения и применения химических продуктов.

Важнейшие продукты нефтехимии

• этилен, пропилен, бутилены;

• спирты, в том числе высшие жирные (ВЖС);

• карбоновые кислоты, в том числе синтетические жирные (СЖК);

• кетоны: ацетон, метилэтилкетон (МЭК);

• эфиры, в том числе метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ);

• бензол: толуол, этилбензол, стирол, кумол;

• фенолы, нитробензолы; галогенпроизводные, синтетический каучук, латексы; шины, РТИ ;технический углерод

Характеристика

Бурное развитие нефтехимия начала в 30-х г. XX в. Динамику развития можно оценить по объёму мирового производства (в млн. тонн): 1950 — 3, 1960 — 11, 1970 — 40, 1980—100! В 90-е годы нефтехимические продукты составляли более половины мирового объема производства органических веществ и более одной трети продукции всей химической промышленности.

Основными тенденциями развития являются: повышение единичной мощности установок до оптимальных (с позиций себестоимости продукции), повышение селективности для экономии сырья, снижение энергоёмкости и замыкание потоков энергии путём рекуперации, вовлечение в переработку новых видов сырья (в том числе тяжёлых остатков, а также побочных продуктов других процессов).

По объёму производства нефтехимической продукции Россия занимает ~19-е место в мире (1 % мирового объема), по объему на душу населения — 11-е место.

Нефтеперерабатывающий завод

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. НПЗ характеризуются по следующим показателям:

Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.

• Объем переработки (в млн. тонн.)

• Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

Профили НПЗ

На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

Топливный профиль

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

Примеры НПЗ: МНПЗ, Ачинский НПЗ и т. д.

Топливно-масляный профиль

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

[править]Топливно-нефтехимический профиль

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Подготовка сырья

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Первичная переработка — перегонка

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка — крекинг

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистка

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу)

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Формирование готовой продукции

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Газоперерабатывающий завод

Газоперерабатывающий завод

        (ГПЗ) (a. gas processing plant; н. Gasverarbeitungswerk; ф. usine а traitement du gaz; и. planta de elaboration de gas) - пром. предприятие, производящее из природных и попутных нефт. газов технически чистые индивидуальные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, гелий, cepy и сажу. Ha ГПЗ осуществляются очистка газа от сернистых соединений и углекислоты, осушка, стабилизация газового конденсата и нефти, переработка получаемых при этом газов, газового конденсата и нестабильного бензина.          Первые ГПЗ в Pоссии (производств. мощностью 100-300 тыс. м³/сут) были сооружены в 10-20-x гг. 20 в.; осуществляли только отбензинивание - отделение жидких углеводородов от попутного нефт. газа (отсюда старое назв. "газобензиновый з-д"). Hачиная c 30-x гг. в CCCP построены ГПЗ для переработки попутного нефт. и природного газов в Башк. ACCP (Tуймазинский, Шкаповский), Tат. ACCP (Mиннибаевский), Kуйбышевской обл. РСФСР (Oтрадиенский, Hефтегорский), Aзерб. CCP (Kарадагский), на Cев. Kавказе (Грозненский, Hефтекумский, Вознесенский). Cовр. ГПЗ - предприятия, перерабатывающие десятки млрд. м³ газа в год (1980): Oренбургский, Mубарек- ский, Heжневартовский и др.          B состав ГПЗ входят: пункт приёма и подготовки газа, компрессорные станции, технол. установки (для очистки газа от сернистых соединений и двуокиси углерода, отбензинивания газа, газофракционирования, отделения гелия, этана и произ-ва серы, стабилизации и переработки газового конденсата нефтестабилизации), a также вспомогат. объекты, товарные парки, службы водо-, паро- и электроснабжения. Tехнология газопереработки на ГПЗ включает: подготовку газа к переработке (очистка от механич. примесей и осушка); компримирование газа до давления, необходимого для его переработки; очистку газа от сернистых соединений и углекислоты, произ-во серы, этана и гелия, глубокую осушку газа; разделение нестабильного бензина, вырабатываемого на з-де и поступающего извне (напр., c промысловых нефтестабилизац. установок), на стабильный газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны); компримирование газа, прошедшего все стадии переработки (сухого газа), для его транспортирования по магистральным газопроводам.          Mетоды переработки исходных продуктов на ГПЗ - абсорбционный, адсорбционный, низкотемпературной ректификации - применяются в зависимости от объёма перерабатываемого газа и содержания в нём целевых компонентов. При абсорбционном методe используется разл. растворимость содержащихся в исходном газе углеводородов в жидких нефтепродуктах (абсорбентах). Aдсорбционный метод основан на способности твёрдых пористых материалов (адсорбентов) поглощать пары и газы. B качестве адсорбента обычно используют активированный уголь, цеолиты, к-рые поглощают из газа преимущественно тяжёлые углеводороды. Mетод низкотемпературной ректификации основывается на способности сжатого в компрессоре и охлаждённого газа и выделившихся жидких углеводородов разделяться при многократной конденсации и испарении в ректификац. колонне.          Зa рубежом наибольшее число ГПЗ действует (1982) в США (св. 760) и Kанаде (св. 170). Hаряду c предприятиями производств. мощностью 10 и более млрд. м³/год получили применение малогабаритные (передвижные и стационарные) установки по отбензиниванию газа. При переработке газов широко используются

низкотемпературные процессы.

Переработка углеводородных газов, Разделение углеводородных газов

Нефть представляет собой сложную природную смесь органических ве-ществ (углеводородов) и является основным источником получения современ-ных видов жидкого топлива – бензина, керосина, дизельного и котельного топ-лива, а также газовых фракций. Углеводородные газы получаются при первич-ной перегонке нефти, а также в процессах каталитической и термической пере-работки нефтяных фракций и остатков. Они в основном состоят из углеводоро-дов С1-С4 и некоторого количества более тяжелых компонентов. В зависимости от типа процесса переработки нефтяных фракций газы могут содержать в ос-новном насыщенные углеводороды (процессы перегонки нефти и нефтяных фракций, гидрогенизационные процессы, риформинг, изомеризация и т.п.) или непредельные (каталитический крекинг, термодеструктивные процессы.

Предельные углеводородные газы подвергают, как правило, газофракцио-нированию на установках ГФУ, а непредельные разделяют на АГФУ (абсобци-онно-газофракционирующих установках).

На этих установках осуществляется очистка сырья от содержащегося в нем сероводорода, с последующим проведением глубокой перегонки, продук-том чего являются бензиновые и узкие газовые фракции.

Очистка сырья от сероводорода осуществляется водным раствором моно-этаноламина (МЭА), который взаимодействует с сероводородом по следующей реакции:

сероочистки происходит при температуре до 40°С, при более вы-соких температурах качество сероочистки ухудшается, т.к. возможен процесс обратной реакции. Регенерация насыщенного сероводородом МЭА произво-дится путем его нагрева до температуры 105-120°С, при которой происходит обратная реакция.

Фракционирование сжиженных газов.

Процесс разделения многокомпонентной смеси на фракции, основанный на разности температуры кипения компонентов, называется ректификацией. На установках ГФУ и АГФУ процесс ректификации осуществляется в ректифика-ционных колоннах - вертикальных аппаратах, оборудованных сложными внут-ренними устройствами – тарелками и насадками различных видов.

В процессе ректификации на установках ГФУ сжиженные углеводородные газы, подлежащие разделению на фракции, нагреваются, причем часть содер-жащихся в них компонентов переходит в газовую фазу. Разогретая газожидко-стная смесь подается в среднюю (или нижнюю) часть ректификационных ко-лонн. Жидкая фаза стекает по тарелкам вниз, при этом из нее под действием поднимающихся с низа колонны паров продолжают испаряться легкокипящие компоненты, паровая фаза поднимается вверх. Hа каждой тарелке происхо-дит контакт газов со стекающей с вышележащих тарелок жидкой фазой. В ре-зультате наиболее тяжелые, имеющие более высокую температуру кипения компоненты конденсируются и, смешиваясь со стекающим с тарелки потоком жидкости, опускаются вниз. Оставшиеся газообразные компоненты поднима-ются на вышележащую тарелку, где описанный процесс повторяется.

Поток жидкости, стекающий по тарелкам в низ колонны, называется флегмой. Начало ему дает часть продукта, выходящего в паровой фазе с верха колонны, сконденсированного в холодильниках-конденсаторах и возвращаемо-го на верхнюю тарелку колонны в качестве острого орошения. Стекая по та-релкам вниз, флегма обогащается конденсирующимися в ней наиболее тяже-лыми компонентами из потока подним ающихся вверх газов. Конденсир уяс ь, компоненты газового потока отдают потоку флегмы тепло, за счет которого из нее испаряются наиболее легкие, кипящие при более низкой температуре ком-поненты. Таким образом, на тарелках ректификационной колонны одновремен-но протекают процессы теплообмена (передачи тепла от потока горячих газов потоку более холодной флегмы) и массопередачи (перехода легкокипящих компонентов из жидкого потока в газовый поток, а тяжелых - из газового пото-ка в жидкостной). В результате этих процессов при установившемся режиме на каждой тарелке колонны устанавливается определенная температура и соответ-ствующий равновесный состав жидкой и газообразной фаз.

Фракционирование сжиженных газов на установках ГФУ состоит из сле-дующих процессов.

Деэтанизация углеводородного сырья. Заключается в выделении угле-водородного сырья легких углеводородов С1-С2 (метан, этан). Происходит в де-этанизаторе - колонне К-1 (рис. 5.1). Легкие углеводороды выводятся в топлив-ную сеть завода.

ГАЗОВЫЙ ПРОМЫСЕЛ (а. gas field; н. Gasbetrieb, Gasfeld; ф. exploitations de gaz; и. explotaciones de gas) — технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и конденсата с целью подготовки их к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации газового промысла условно разделяют на основные и вспомогательные. К основным относятся эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные коллекторы, газовые сборные пункты с технологическим оборудованием промысловой подготовки газа и конденсата,компрессорные станции. Вспомогательные сооружения и коммуникации — объекты энергохозяйства, водоснабжения, канализации и связи, механические мастерские, транспортная сеть, автохозяйство, склады и т.д. Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геолого-эксплуатационной характеристики месторождения.  Добыча газа на промысле обеспечивается фондом эксплуатационных скважин, число, динамика изменения дебитов и система размещения которых определяются запасами газа, строением и количеством продуктивных горизонтов, размерами и конфигурацией залежи. На площади месторождения скважины располагаются отдельными объектами или кустами из 2-5 скважин. Особенно эффективно кустовое расположение скважин при разбуривании месторождений в северных районах со сложными климатическими и геокриологическими условиями. Фонд эксплуатационных скважин на месторождении не постоянен, его увеличивают по мере разработки залежи для компенсации снижения дебита скважины. Начальные дебиты скважины изменяются примерно от 100 тысяч до 1,5-2 млн. м³ в сутки. Контроль за разработкой месторождения осуществляется на газовом промысле с помощью наблюдательных скважин.  Промысловая подготовка газа и конденсата к дальнему транспортированию ведётся по двум схемам: децентрализованной и централизованной. При первой (рис. 1) полная обработка газа перед подачей в магистральный газопровод осуществляется на газовых сборных пунктах, при второй схеме (рис. 2) на сборных пунктах производятся только сбор и первичная сепарация газа, а полный комплекс подготовки осуществляется на головных сооружениях магистрального газопровода. Основные способы обработки природного газа и конденсата на газовых промыслах: низкотемпературная сепарация газа, абсорбция, адсорбция, а также их сочетания. Для транспортирования обработанного газа с газового промысла в период, когда его давление снижается, приближаясь к значению этого параметра в магистральном газопроводе, на головных сооружениях вводится в эксплуатацию головная дожимная компрессорная станция.  Современный газовый промысел (рис. 4) характеризуется высоким уровнем автоматизации, позволяющим осуществлять контроль и управление режимами эксплуатации газовых скважин, установок комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), внутрипромысловой газосборной сети, дожимных компрессорных станций и т.д. Получают распространение автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП), действующие на базе автоматики, вычислительной и управляющей техники, автоматизированных средств сбора информации и обеспечивающие управление газовым промыслом в целом.  Нижний уровень АСУТП осуществляет управление технологическими процессами подготовки и стабилизации газа и газового конденсата на УКПГ (головными сооружениями) и реализуется средствами локальной автоматики и микро-ЭВМ; верхний — автоматизированное управление всем газовым промыслом и входящими в его состав УКПГ(ГС), дожимными компрессорными станциями и другими объектами основного и вспомогательного производства. Управляет всеми объектами газового промысла центральный диспетчер (из центрального диспетчерского пункта), получающий управляющую информацию из информационного вычислительного центра, где функционируют мини-ЭВМ.  Дистанционное управление осуществляется системами промышленной телемеханики. ЭВМ нижнего и верхнего уровней связаны между собой межмашинным обменом. Внедрение АСУТП значительно ускоряет ввод в разработку новых месторождений и повышает технико-экономические показатели работы всего промысла.  На газовом промысле реализована закрытая система сбора, транспорта и обработки газа и конденсата. Это сводит к минимуму потери и исключает загрязнение окружающей среды. Осуществляется за счёт ликвидации сброса токсичных вод, возврата газов дегазации из технологических аппаратов в общий поток путём эжектирования и компримирования, совершенствования технологического оборудования.  Основной источник электропитания газового промысла, расположенного в доступных районах, — линии электропередач (ЛЭП), в труднодоступных — специальные источники питания. Создание газового промысла производственной мощностью 50-100 млрд. м³ в год и более — одно из важнейших направлений развития газовой промышленности.

3. Резервуарные парки

3.1. Для резервуарных парков нефти и нефтеп­родуктов следует применять типы резервуаров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510 - 84. Для нефти и нефтепродуктов с температурой застывания выше 0°С, для которых не могут применяться резервуары с плавающей крышей или с понтоном, следует предусматривать ре­зервуары со стационарной крышей.*

* Резервуары со стационарной крышей с понтоном именуются здесь и в дальнейшем как резервуары со стационарной крышей без понтона - как резервуары со стационарной крышей.

3.2. Резервуары следует размещать группа­ми.

Общую   вместимость группы наземных  ре­зервуаров, а также расстояние между стенками резервуаров, располагаемых в одной группе, следует принимать в соответствии с табл. 6.

Таблица 6

Примечание. Номинальные объемы применяемых типовых вертикальных и горизонтальных резервуаров и их основные размеры приведены в рекомендуемом приложении 2.

Между  резервуарами  разных типов, разме­ров и объемов расстояние следует принимать наибольшим из значений, установленных в табл. 6 для этих резервуаров.

3.3. Наземные резервуары объемом 400 м³ и менее, проектируемые в составе общей группы, следует располагать на одной площадке (или фундаменте), объединяя в отдельные группы общей вместимостью  до 4000 м³ каждая, при этом расстояние между стенками резервуаров в такой группе не нормируется, а расстояние между ближайшими  резервуарами таких соседних групп следует принимать 15 м.

Расстояние от этих резервуаров до резервуа­ров объемом  более 400 м³ следует принимать по табл.6, но не менее 15 м.

3.4. Площадь зеркала подземного резервуара должна составлять не более 7 000 м², а общая площадь зеркала группы подземных резервуа­ров  - 14 000 м².

Расстояние между стенками подземных ре­зервуаров одной группы должно быть не менее 1 м.

3.5. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних груп­пах, должно быть, м:

наземных резервуаров номинальным объемом 20 000 м³ и более - 60, объемом до 20 000 м³ - 40;

подземных  резервуаров - 15.

При  размещении  каждой группы наземных резервуаров в отдельном котловане или выем­ке, вмещающим всю хранимую в этих резерву­арах жидкость, расстояние между верхними бровками соседних котлованов или выемок сле­дует принимать 15 м.

3.6. По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать зам­кнутое земляное обвалование шириной поверху не  менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидро­статическое давление разлившейся жидкости.

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими сте­нами, следует определять по расчетному объ­ему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлив­шейся жидкости, но не менее 1 м для резерву­аров номинальным объемом до 10 000 м³ и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подош­вы внутренних откосов обвалования или до ог­раждающих  стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м³ и 6 м - от резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Группа из резервуаров объемом 400 м³ и менее общей вместимостью до 4000 м³, распо­ложенная отдельно от общей группы резервуа­ров (за пределами ее внешнего обвалования), должна  быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикаль­ных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резер­вуаров до подошвы внутренних откосов обвало­вания не нормируется.

3.7. Обвалование  подземных  резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти  и мазутов. Объем, образуемый  между внутренними откосами об­валования, следует определять из условия удер­жания разлившейся жидкости в количестве, рав­ном 10%  объема наибольшего подземного ре­зервуара в группе

Обвалование группы подземных резервуаров для хранения нефти и мазутов допускается не предусматривать, если  объем, образуемый между откосами земляного полотна автомо­бильных дорог вокруг группы этих резервуаров, удовлетворяет указанному условию.

3.8. В пределах одной группы наземных резер­вуаров внутренними земляными валами или ог­раждающими  стенами следует отделять:

каждый резервуар объемом 20 000 м³ и более или несколько меньших  резервуаров суммарной  вместимостью 20 000 м³;

резервуары  с маслами и мазутами от резер­вуаров с другими нефтепродуктами;

резервуары для хранения этилированных бен­зинов от других резервуаров группы.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

1 ,3 м - для резервуаров объемом 10 000 м³ и более;

0,8 м - для остальных резервуаров.

3.9. Резервуары в группе следует располагать:

номинальным объемом  менее  1000 м³ - не более чем  в четыре ряда;

объемом  от 1000 до 10 000 м³ - не более чем в три ряда;

объемом  10 000 м³ и более - не более чем в два ряда.

3.10. В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, допускается предусматривать заезды внутрь об­валования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов склада не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары. При этом планировочная отметка проезжей  части заезда должна быть на 0,2 м выше  уровня расчетного объема разлившейся жидкости.

3.11. Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противопо­ложных сторонах ограждения или обсыпки пре­дусматривать лестницы-переходы  шириной не менее 0,7 м в количестве четырех - для группы резервуаров и не менее  двух - для отдельно стоящих резервуаров.

Между   переходами через обвалование и ста­ционарными лестницами на резервуарах следует предусматривать пешеходные дорожки (тротуа­ры) шириной не менее 0,75 м.

3.12. Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопро­водов. Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, следует выполнять на свар­ке. Для присоединения арматуры  допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.